Políticas para Energia Eólica no Brasil

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DUTRA, RICARDO MARQUES 
Propostas de Políticas Específicas para Energia 
Eólica no Brasil após a Primeira Fase do PROINFA 
[Rio de Janeiro] 2007 
XXI, 415 p. 29.7 cm (COPPE/UFRJ, D.Sc., 
Planejamento Energético, 2007) 
Tese – Universidade Federal do Rio de Janeiro, 
COPPE 
1. Energia Eólica, Políticas 
I. COPPE/UFRJ II. Título (série) 
 
 
 
 
 
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A Deus 
que criou o vento; 
pelas suas misericórdias 
e pelo seu amor. 
 
iv 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Para minha esposa Angelita Dutra, 
que dividiu a tese em dois momentos: 
antes e depois de nosso casamento. 
Pelo muito amor e compreensão, 
dividindo a carga ao longo deste 
trabalho; pelo ânimo e o incentivo 
sempre presente em todos 
os momentos. 
 
Querida, te amo de montão! 
 
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AGRADECIMENTOS 
 
 
 
 
Aos meus pais, Abeleni Pereira Dutra e Elza Sônia Marques Dutra, meus irmãos, 
André e Cecília e a turma, Angélica, Ana, Fabiano, Artur e Juliana pelo carinho e amor 
que sempre foram fundamentais em todos os momentos de minha vida; 
A Jorge Henrique G. Lima e Hamilton Moss de Souza que deram o apoio e o 
incentivo necessário junto ao Cepel e ao Centro de Referência para Energia Solar e 
Eólica Sérgio de Salvo Brito - CRESESB no início dos estudos de pós-graduação; 
Ao Centro de Referência para Energia Solar e Eólica Sérgio de Salvo Brito - 
CRESESB, no qual adquiri experiência e conhecimento e em especial a Hamilton Moss 
de Souza que, coordenando o Centro, esperou pacientemente pelo dia da defesa da tese; 
Aos amigos da Sala D-102 que estiveram sempre presentes ao longo da elaboração 
deste trabalho, acreditando e sempre incentivando; em especial a Sérgio Melo pelas 
dicas sobre SIG e mapas temáticos que em muito enriqueceu este trabalho; 
Ao pesquisador Antônio Leite de Sá que forneceu importantes informações e dados 
do Atlas do Potencial Eólico Brasileiro; 
Ao meu orientador Alexandre Salem Szklo pelo incentivo e orientação ao longo do 
desenvolvimento deste trabalho; 
Pela equipe do PPE em especial para Sandra, Simone e Paulo que sempre me 
ajudaram durante o mestrado e doutorado, principalmente na reta final simplificando 
todo o possível; 
Aos meus amigos que sempre acreditaram na conclusão desse trabalho. Pela força 
espiritual nos momentos de fraqueza, pelo carinho e amizade sempre presentes na hora 
certa. A todos que acreditaram e juntos torceram, onde, mesmo em silêncio, pude 
confirmar a força de quem acredita. 
 
 
vi 
Resumo da Tese apresentada à COPPE/UFRJ como parte dos requisitos necessários 
para a obtenção do grau de Doutor em Ciências (D. Sc.) 
 
PROPOSTAS DE POLÍTICAS ESPECÍFICAS PARA ENERGIA 
EÓLICA NO BRASIL APÓS A PRIMEIRA FASE DO PROINFA 
 
Ricardo Marques Dutra 
 
Abril/2007 
 
Orientador: Alexandre Salem Szklo 
 
Programa: Planejamento Energético 
 
A presente tese tem por finalidade propor possíveis estratégias, conforme 
diferentes critérios, para o desenvolvimento da energia eólica no Brasil, a partir da 
segunda fase do Programa de Incentivo a Fontes Alternativas de Energia - PROINFA. 
Desta forma, ela apresenta os principais mecanismos de promoção de fontes alternativas 
e renováveis de geração de eletricidade tanto sob o ponto de vista teórico quanto através 
da apresentação e análise de resultados obtidos da experiência internacional. Também é 
feita a análise do contexto atual do setor elétrico brasileiro, especialmente da evolução 
das políticas implementadas para o desenvolvimento de fontes renováveis de energia. 
Com a reflexão proveniente da experiência internacional e o contexto atual do setor 
elétrico brasileiro, são propostas e avaliadas quantitativamente estratégias para a 
aplicação de políticas de incentivos à fonte eólica no Brasil, além do que é apresentado 
pela estrutura atual do PROINFA. Os critérios para estas estratégias são: (1) redução das 
emissões do setor elétrico; (2) otimização do sistema hidrelétrico; (3) desenvolvimento 
industrial e regional e (4) aumento da participação de fontes renováveis alternativas na 
matriz energética. Os resultados apresentados neste trabalho mostram a viabilidade de 
diversas estratégias para o desenvolvimento da energia eólica no Brasil: para a 
estratégia (1), identificou-se que o Sistema de Cotas mostra-se mais adequado para o 
caso brasileiro; para as estratégias (2) e (3) identificou-se que o sistema Feed-In 
apresenta-se mais adequado para ambas estratégias. Finalmente, para a estratégia (4) o 
sistema Feed-In mostra-se mais adequado para uma estratégia a curto prazo, para um 
programa a longo prazo, a harmonização dos Sistemas Feed-In e Cotas mostra-se mais 
apropriado para o desenvolvimento da energia eólica no Brasil.
 
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Abstract of Thesis presented to COPPE/UFRJ as a partial fulfillment of the 
requirements for the degree of Doctor of Science (D.Sc.) 
 
PROPOSAL OF A SPECIFICS POLITICS FOR WIND ENRGY 
IN BRAZIL, AFTER THE FIRST PHASE OF THE PROINFA PROGRAMME 
 
Ricardo Marques Dutra 
 
April/2007 
 
Advisor: Alexandre Salem Szklo 
 
Department: Energetic Planning 
 
This work aims to propose viable strategies, using several criteria, for the 
development of Wind Energy in Brazil, to be implemented from the second phase of the 
PROINFA (Programa de Incentivo a Fontes Alternativas de Energia/Incentive Program 
to Alternative Electric Sources) onwards. It describes the main incentives for fostering 
renewable energy sources for electricity generation both under a theoretical point of 
view and through an analysis of the international experience in this field. It also present 
an analysis of the new Brazilian electric power sector, specially of the evolution of the 
politics for renewable power sources. Given the international experience and the 
current state of the Brazilian Utilities, this work proposes and evaluates quantitative and 
qualitatively strategies for the application of incentives to Wind Enegy, beyond those 
already applied in PROINFA. The criteria for these strategies are: (1) reduction of 
greenhouse emissions by utilities; (2) optimization of the hydroelectric system; (3) 
industrial and regional development and (4) an increase of the participation of 
alternative renewable sources in the power matrix. The results obtained in this work 
show clearly the viability of several strategies for Wind Energy development in Brazil: 
for strategy (1), it was identified that Quota/Green Certificate is more adequate for the 
Brazilian case; for both strategies (2) and (3) it was identified that the Feed-In system is 
the most adequate one. Finally, for the strategy (4) the Feed-In system is more adequate 
for a short-term strategy, while, for the long-term, the harmonization of the Feed-In 
system and Quota/Green Certificate is more appropriate for wind energy development 
in Brazil. 
 
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SUMÁRIO 
 
1 INTRODUÇÃO GERAL 1 
2 POLÍTICAS DE INCENTIVOS ÀS FONTES RENOVÁVEIS DE ENERGIA 18 
2.1 Introdução 18 
2.2 Sistema Feed-In 20 
2.3 Sistema de leilão 24 
2.4 Sistema de cotas/certificados verdes 26 
2.5 Outros mecanismos 33 
2.6 Harmonização dos Sistemas Feed-In e Cotas/Certificados Verdes 46 
2.7 Quadro comparativo dos mecanismos de políticas de desenvolvimento de FAEs 
de geração renovável 50 
2.8 Conclusões e Considerações Finais 53 
3 EXPERIÊNCIAS INTERNACIONAIS DE DESENVOLVIMENTO DE 
MERCADOS EÓLICOS 55 
3.1 Introdução 55 
3.2 Panorama Mundial das Políticas de Incentivos a Fontes Renováveis de Energia 
Elétrica 57 
3.3 Politicas de Incentivos a Fontes Renováveis de Energia na Alemanha 63 
3.4 Políticas de Incentivos a Fontes Renováveis de Energia no Reino Unido 95 
3.5 Comparação entre o Sistema Feed-In da Alemanha e o Sistema de 
Cotas/Certificados Verdes do Reino Unido 139 
3.6 Conclusões 155 
4 ENERGIA EÓLICANO BRASIL: PROINFA E O NOVO CENÁRIO DE SETOR 
ELÉTRICO 159 
4.1 Introdução 159 
4.2 O Recurso Eólico Brasileiro e a Potência Instalada no Brasil 161 
4.3 Histórico da regulação do setor elétrico destinado a fontes renováveis 167 
4.4 Programa de Incentivos às Fontes Alternativas de Energia - PROINFA 183 
4.5 PROINFA 2ª Fase e o Novo Modelo do Setor Elétrico 194 
4.6 Considerações Finais 213 
5 OPÇÕES PARA POLÍTICAS DE DESENVOLVIMENTO DA ENERGIA 
EÓLICA NO BRASIL – PROPOSTAS PARA 2º FASE DO PROINFA 215 
 
ix 
5.1 Introdução 215 
5.2 Releituras do Atlas do Potencial Eólico Brasileiro 216 
5.3 Alternativas de programas para energia eólica no Brasil 236 
6 CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES 278 
7 BIBLIOGRAFIAS 285 
8 ANEXO – I TUTORIAL SOBRE ENERGIA EÓLICA PRINCÍPIOS E 
TECNOLOGIAS 314 
9 ANEXO - II ESTUDO DE VIABILIDADE ECONONÔMICA PARA 
PROJETOS EÓLICOS COM BASE NAS RESOLUÇÕES ANEEL 233/1999 E 
ANEEL 245/1999 352 
10 ANEXO – III METODOLOGIA PARA O CÁLCULO DA PARTICIPAÇÃO DE 
FONTES RENOVÁVEIS DE ENERGIA NA SEGUNDA FASE DO PROINFA.
 376 
11 ANEXO - IV METODOLOGIA PARA O CÁLCULO DA ENERGIA GERADA 
A PARTIR DO ATLAS DO POTENCIAL EÓLICO BRASILEIRO 379 
12 ANEXO - V MAPAS TEMÁTICOS RESULTADO DA RELEITURA DO 
ATLAS DO POTENCIAL EÓLICO BRASILEIRO: POTENCIAL 
ENERGÉTICO, FATOR DE CAPACIDADE E CUSTO DA ENERGIA 
GERADA 395 
 
 
ÍNDICE DAS FIGURAS 
 
Figura 2.1 – Sistema Feed-In: Tarifas fixas ................................................................................ 21 
Figura 2.2 – Sistema Feed-In: Tarifas variadas (Fonte: FINON, 2002) ..................................... 22 
Figura 2.3 – Efeito do progresso tecnológico sobre o Sistema Feed-In (Fonte: FINON, 2002). 23 
Figura 2.4 – A redução da Tarifa no sistema Feed-In e o efeito na renda (Fonte: FINON, 2003)
............................................................................................................................................. 23 
Figura 2.5 – Curva dos custos marginais no Sistema de Leilão. (Fonte: FINON, 2003)............ 25 
Figura 2.6 – Efeito do progresso tecnológico sobre o Sistema de Leilão (Fonte: FINON, 2003)
............................................................................................................................................. 25 
Figura 2.7 – Curva dos custos marginais no sistema de cotas (Fonte: FINON, 2003)................ 26 
 
x 
Figura 2.8 – Operação no mercado de certificados verdes (exemplo para dois produtores:A e B) 
(Fonte: FINON, 2003)......................................................................................................... 28 
Figura 2.9 – Limitações do desenvolvimento tecnológico na operação do mercado de 
certificados verdes (Fonte: FINON, 2003).......................................................................... 29 
Figura 2.10 - Divisão do custo total de desenvolvimento de renováveis sem a introdução de um 
sistema de permissões negociáveis (Fonte MORTHORST, 2001) ..................................... 31 
Figura 2.11 - Divisão do custo total de desenvolvimento de renováveis com a introdução de um 
sistema de permissões negociáveis baseado em grandfathering (Fonte MORTHORST, 
2001) ................................................................................................................................... 32 
Figura 2.12 – Atuação de subsídios para investimento na curva de demanda e no deslocamento 
da curva dos custos marginais. ............................................................................................ 35 
Figura 2.13 – Atuação de incentivos fiscais no alargamento da curva dos custos marginais e a 
curva de demanda................................................................................................................ 36 
Figura 2.14 – Internalização dos custos ambientais e o efeito sobre o custo marginal das fontes 
convencionais e renováveis. ................................................................................................ 38 
Figura 2.15 – Modelo básico de um sistema de aprendizagem................................................... 40 
Figura 2.16 – Efeito de Aprendizagem e Retornos de Escala. .................................................... 41 
Figura 2.17 – Exemplo de diversas curvas de aprendizado para diversas tecnologias (Fonte: 
IEA, 2001)........................................................................................................................... 43 
Figura 2.18 – Utilização da curva de aprendizado e os investimentos necessários para tornar 
uma tecnologia mais competitiva (Fonte: IEA, 2000) ........................................................ 44 
Figura 2.19– Instrumentos aplicados nos diversos estágios de amadurecimento tecnológico de 
fontes alternativas de energia (MIDTTUN, 2007) .............................................................. 47 
Figura 2.20 – Áreas de atuação de mecanismos de incentivos e diversas curvas de aprendizado 
para diversas tecnologias. (Fonte: IEA, 2000; MIDTTUN, 2007)...................................... 50 
Figura 3.1 – Inicio da adoção de políticas de P&D e de projetos de demonstração em diversos 
países (Fonte HAAS, 2004, IEA, 2004).............................................................................. 57 
Figura 3.2 – Círculo Virtuoso na manutenção de um ambiente de políticas de P&D e políticas de 
desenvolvimento de mercado para fontes renováveis de energia elétrica. (Fonte: IEA, 
2004) ................................................................................................................................... 58 
Figura 3.3 – Políticas para o desenvolvimento de mercados de geração renovável de energia 
elétrica (Fonte: IEA, 2004).................................................................................................. 59 
Figura 3.4‘– Inicio da aplicação dos diversos mecanismos de políticas de incentivo a fontes 
renováveis de energia elétrica em diversos países (Fonte HAAS, 2004, IEA, 2004) ......... 60 
Figura 3.5 – Políticas adotas pelos países europeus para o desenvolvimento de fontes renováveis 
de energia elétrica em vigor em 2006 (Fonte: MAY, 2006) ............................................... 61 
 
xi 
Figura 3.6 – Potência eólica instalada no mundo no período de 1980 a 2005 (Fonte: WWEA, 
2006, DUTRA, 2001).......................................................................................................... 61 
Figura 3.7 – Evolução das Leis de Incentivos a Fontes Renováveis de Energia Na Alemanha.. 65 
Figura 3.8 - Evolução dos reembolsos de energia eólica pelas concessionárias alemães (Fonte: 
DEWI, 1998; IEA, 2004) .................................................................................................... 69 
Figura 3.9 - Fluxo de energia e fluxo de caixa imposto pela LFE em 1991 (Fonte: IEA, 2004) 69 
Figura 3.10 – Evolução da tarifa para novos empreendimentos eólicos no contexto da LER 
Fonte (BMU,2003,2004) ..................................................................................................... 73 
Figura 3.11 - Fluxo de energia e fluxo de caixa estabelecido pela LER em 2000 (Fonte: IEA, 
2004) ................................................................................................................................... 75 
Figura 3.12 – Potência Instalada das diversas fontes participantes da LFE e da LER (Fonte: 
BMU, 2006c)....................................................................................................................... 80 
Figura 3.13 – Energia elétrica gerada pelas diversas fontes participantes da LFE e da LER 
(Fonte: BMU, 2006c) .......................................................................................................... 80 
Figura 3.14 – Energia elétrica gerada pelas diversas fontes participantes da LFE e da LER 
(Fonte: BMU, 2006c) .......................................................................................................... 81 
Figura 3.15 – Totalde redução nas emissões de CO2 pelo uso de fontes renováveis de energia 
por ano (BMU, 2006). ......................................................................................................... 82 
Figura 3.16 – Composição da tarifa de energia elétrica para o setor residencial na Alemanha. 
(fonte: BMU, 2006)............................................................................................................. 84 
Figura 3.17 – Projeção da evolução dos valores pagos por um consumidor residencial típico 
para manutenção da LER (BMU, 2006).............................................................................. 84 
Figura 3.18 - Faturamento realizados na construção e expansão de novos projetos em energias 
renováveis (Fonte: BMU, 2006a)........................................................................................ 85 
Figura 3.19 - Faturamento gerado pela venda de energia elétrica proveniente de fontes 
renováveis de energia em 2005(Fonte: BMU, 2006a) ........................................................ 86 
Figura 3.20 – Total do faturamento e investimentos realizados em fontes renováveis de energia 
em 2005 (Fonte: BMU, 2006a) ........................................................................................... 86 
Figura 3.21 – Evolução da energia elétrica gerada e o faturamento durante a LFE e a LER 
(Fonte: BMU, 2006a) .......................................................................................................... 87 
Figura 3.22 – Distribuição da geração de empregos pelas diversas fontes participantes da LFE e 
LER. (Fonte: BMU, 2006c)................................................................................................. 89 
Figura 3.23 - Evolução do número de turbinas instaladas ano a ano e o total acumulado. (Fonte 
ENDER, 2006) .................................................................................................................... 90 
Figura 3.24 - Evolução da potência instalada ano a ano e o total acumulado. (Fonte ENDER, 
2006) ................................................................................................................................... 91 
 
xii 
Figura 3.25 – Distribuição dos projetos eólicos nos Estados Alemães até 2005 . (Fonte ENDER, 
2006) ................................................................................................................................... 92 
Figura 3.26 - A evolução da potência média instalada ao longo dos anos na Alemanha. (Fonte 
ENDER, 2006) .................................................................................................................... 93 
Figura 3.27 - Distribuição das empresas participantes do mercado alemão desde 1982 potência 
acumulada instalada (Fonte ENDER, 2006) ....................................................................... 94 
Figura 3.28 - Distribuição das empresas participantes do mercado alemão no ano de 2005 
potência instalada (Fonte ENDER, 2006) ........................................................................... 94 
Figura 3.29 – Participação dos diversos agentes no NFFO (TERI, 2005) ................................ 100 
Figura 3.30 – Agentes participantes da RO e seus relacionamentos (ILEX,2005) ................... 112 
Figura 3.31 – Um mercado ideal para os ROCs (SMITH, 2002b)............................................ 114 
Figura 3.32 – Valores do Green Premium em função do percentual da meta não atingida por 
ROCs (ILEX, 2005) .......................................................................................................... 117 
Figura 3.33 – Potência Instalada de fontes renováveis de energia elétrica no Reino Unido. 
(Fonte: DTI, 2006b) .......................................................................................................... 120 
Figura 3.34 – Energia elétrica gerada por fontes renováveis no Reino Unido. (Fonte: DTI, 
2006b) ............................................................................................................................... 121 
Figura 3.35 – Participação percentual das fontes renováveis na geração de energia elétrica no 
Reino Unido. (Fonte: DTI, 2006b)................................................................................... 121 
Figura 3.36 – Percentual de potência instalada em relação aos contratos do NFFO (Fonte: DTI, 
2006b) ............................................................................................................................... 126 
Figura 3.37 – Percentual de potência instalada em relação aos contratos do SRO (Fonte: DTI, 
2006b) ............................................................................................................................... 126 
Figura 3.38 – Evolução das emissões de gases de efeito estufa no Reino Unido (DEFRA, 2006)
........................................................................................................................................... 131 
Figura 3.39 – Estrutura tarifária de energia elétrica no Reino Unido (EC, 2006)..................... 132 
Figura 3.40 - Evolução do número de turbinas instaladas ano a ano e o total acumulado. (Fonte 
BWEA, 2006).................................................................................................................... 135 
Figura 3.41 - Evolução da potência instalada ano a ano e o total acumulado. (Fonte BWEA, 
2006) ................................................................................................................................. 135 
Figura 3.42– Distribuição dos projetos eólicos no Reino Unido até 2005. (Fonte BWEA, 2006)
........................................................................................................................................... 136 
Figura 3.43 - A evolução da potência média instalada ao longo dos anos no Reino Unido. (Fonte 
BWEA, 2006).................................................................................................................... 137 
Figura 3.44 - Distribuição das empresas participantes do mercado britânico desde 1991 potência 
instalada (Fonte: BWEA, 2006) ........................................................................................ 138 
 
xiii 
Figura 3.45- Distribuição das empresas participantes do mercado britânico no ano de 2005 
potência instalada. (Fonte: BWEA, 2006)......................................................................... 138 
Figura 3.46 – Atlas do Potencial Eólico da Europa (Fonte:TROEN, 1991) ............................. 141 
Figura 3.47 – Potência eólica instalada e geração de energia na Alemanha e Reino Unido 
(Fonte: DTI, 2006b e BMU, 2006c).................................................................................. 143 
Figura 3.48 – Evolução da tarifa paga para energia eólica no Reino Unido e na Alemanha .... 146 
Figura 4.1 – Distribuição da Velocidade Média Anual no Território Brasileiro (Fonte: CEPEL, 
2001) ................................................................................................................................. 163 
Figura 4.2- Composição de custo de geração em sistemas beneficiados pela CCC. (Fonte: 
RIBEIRO et al. 1998)........................................................................................................ 171 
Figura 4.3 – Produção de Parques Eólicos em 10% do território do Estado do Ceará.............. 192 
Figura 4.4 – Vazão afluente do reservatório de Sobradinho (médias de 1931 a 1992) (Fonte: 
BITTENCOURT et al. 1999)............................................................................................ 192 
Figura 4.5 - Energia Eólica e Geração Hidroelétrica no Subsistema Hidráulico da Região Sul – 
1979-1992 (Fonte: BITTENCOURT et al. 1999) ............................................................. 192 
Figura 4.6 - Ambiente possíveis de contratação de geração elétrica no novo modelo institucional 
do setor elétrico brasileiro. (Fonte: MME, 2003)..............................................................197 
Figura 4.7 – Evolução da capacidade hidrelétrica instalada no SIN – Trajetória de Referência 
(Fonte:MME,2006) ........................................................................................................... 202 
Figura 4.8 – Evolução da capacidade termelétrica instalada no SIN – Trajetória de Referência 
(Fonte:MME,2006) ........................................................................................................... 202 
Figura 4.9 – Participação percentual das diversas fontes termelétricas no SIN – Trajetória de 
Referência (Fonte:MME,2006) ......................................................................................... 203 
Figura 5.1 – Metodologia de cálculo da energia elétrica a partir de dados eólicos do Atlas do 
Potencial Eólico Brasileiro................................................................................................ 220 
Figura 5.2 – Posicionamento das turbinas eólicas na configuração “5D x 10D” (CEPEL, 2001)
........................................................................................................................................... 222 
Figura 5.3 - Projeção do consumo final de eletricidade (Fonte: EPE, 2006b) .......................... 266 
Figura 5.4– Expansão da matriz de geração de energia elétrica (2030) (Fonte: EPE, 2006b) .. 272 
Figura 5.5 – Composição do parque termelétrico (2030) (Fonte: EPE, 2006b)....................... 272 
Figura 5.6 – Resumo das quatro alternativas de programas para o desenvolvimento da energia 
eólica no Brasil.................................................................................................................. 277 
 
 
xiv 
ÍNDICE DAS TABELAS 
 
Tabela 1.1 – Emprego nos diversos setores energéticos ...............Erro! Indicador não definido. 
Tabela 2.1– Razão de Progresso Técnico e Taxa de Aprendizado para energia eólica em vários 
países. .................................................................................................................................. 46 
Tabela 2.2 – Quadro comparativo das políticas de incentivos para FAEs de geração renovável51 
Tabela 3.1 – Panorama da geração eólica nos dez maiores mercados mundiais......................... 62 
Tabela 3.2 – Taxa de redução anual e tarifas pagas para as fontes renováveis de energia no LER.
............................................................................................................................................. 73 
Tabela 3.3 – Taxa de redução anual e tarifas paga para as fontes renováveis de energia após a 
revisão da LER em 2004. .................................................................................................... 77 
Tabela 3.4 - Evolução da tarifa média de uma residência na Alemanha..................................... 83 
Tabela 3.5 - Participação da LER no faturamento e no volume de energia elétrica ................... 87 
Tabela 3.6 – Geração de empregos por fonte renovável de geração de energia elétrica na 
Alemanha ............................................................................................................................ 88 
Tabela 3.7 - Estado do uso da energia eólica na Alemanha ........................................................ 90 
Tabela 3.8 - Grupos de turbinas eólicas e sua participação na produção energética anual. ........ 91 
Tabela 3.9 – Capacidade instalada (MWh) acumulada na Alemanha e na União Européia ....... 94 
Tabela 3.10 – Resultado do NFFO-1 ........................................................................................ 103 
Tabela 3.11 – Resultado do NFFO-2 ........................................................................................ 104 
Tabela 3.12 – Resultado do NFFO-3 ........................................................................................ 106 
Tabela 3.13 – Resultado do NFFO-4 ........................................................................................ 107 
Tabela 3.14 – Resultado do NFFO-5 ........................................................................................ 107 
Tabela 3.15 – Novo cronograma das cotas obrigatórias na RO ................................................ 111 
Tabela 3.16– Fontes renováveis de geração de energia elétrica elegíveis participantes da RO.115 
Tabela 3.17 – Resultado da implementação dos projetos provenientes dos contratos do NFFO.
........................................................................................................................................... 122 
Tabela 3.18 – Resultado da implementação dos projetos provenientes dos contratos da SRO na 
Escócia. ............................................................................................................................. 124 
Tabela 3.19 – Resultado da implementação dos projetos provenientes dos contratos do NI-
NFFO na Irlanda do Norte. ............................................................................................... 125 
Tabela 3.20 – Potência Instalada de fontes renováveis de energia no Reino Unido nas duas 
políticas de desenvolvimento adotadas. ............................................................................ 127 
Tabela 3.21 – Preço médio dos ROCs comercializadas no mercado de certificados gerenciado 
pela Non-Fossil Purchase Agency - NFPA ....................................................................... 128 
Tabela 3.22 – Atualizações anuais do valor do Buy-Out .......................................................... 128 
Tabela 3.23 – Consolidação dos volumes financeiros da RO na Inglaterra e País de Gales..... 129 
 
xv 
Tabela 3.24 – Consolidação dos volumes financeiros da ROS na Escócia............................... 130 
Tabela 3.25 – Valor total da geração de energia elétrica a partir de fontes renováveis elegíveis 
na RO ................................................................................................................................ 130 
Tabela 3.26 - Emissões atmosféricas da energia gerada por fontes convencionais no Reino 
Unido................................................................................................................................. 131 
Tabela 3.27 - Posição do uso da energia eólica no Reino Unido .............................................. 134 
Tabela 3.28 - Grupos de turbinas eólicas e sua participação na produção energética anual. .... 136 
Tabela 3.29 – Capacidade instalada (MW) acumulada no Reino Unido e na União Européia. 139 
Tabela 3.30 – Preços pagos pela energia eólica no Reino Unido e na Alemanha..................... 146 
Tabela 3.31 – Quadro comparativo da efetividade dos sistemas Feed-In e Cotas/Certificados 
Verdes na Alemanha e Reino Unido respectivamente ...................................................... 152 
Tabela 4.1 – Integração Cumulativa - BRASIL ........................................................................ 164 
Tabela 4.2 –Integração por faixa de Velocidade - NORDESTE............................................... 164 
Tabela 4.3 –Integração por faixa de Velocidade - NORTE ...................................................... 164 
Tabela 4.4 –Integração por faixa de Velocidade – CENTRO-OESTE ..................................... 165 
Tabela 4.5 –Integração por faixa de Velocidade – SUDESTE ................................................. 165 
Tabela 4.6 –Integração por faixa de Velocidade – SUL ........................................................... 165 
Tabela 4.7 – Usinas Eólicas em operação no Brasil.................................................................. 166 
Tabela 4.8 - Regras de Concessão para Geração de Energia Elétrica ....................................... 169 
Tabela 4.9 - Regras de comparação e valoração do PCEI ........................................................ 178 
Tabela 4.10 -Valores Normativos – referência em julho/1999 ................................................. 179 
Tabela 4.11 – Evolução Histórica das Resoluções ANEEL sobre Valores Normativos...........181 
Tabela 4.12 – Oferta de Energia Elétrica em 2004 ................................................................... 186 
Tabela 4.13 – Potência Instalada em 2005 ................................................................................ 186 
Tabela 4.14 – Valores Econômicos do PROINFA 1°Fase (base: Setembro de 2005) .............. 187 
Tabela 4.15 – Potência Contratada por Fonte ........................................................................... 189 
Tabela 4.16 – Potência Contratada e Energia Contratada por Região ..................................... 189 
Tabela 4.17 – Valores Econômicos do PROINFA 1°Fase (base: Setembro de 2005) ............. 190 
Tabela 4.18 – Projetos Eólicos do PROINFA Fase I ................................................................ 193 
Tabela 4.19 – Previsão de Projetos Instalados no PROINFA em 2014 .................................... 195 
Tabela 4.20– Resultado dos leilões para Energia Velha ........................................................... 200 
Tabela 4.21 – Resultado dos leilões para Energia Nova (16/12/2005) ..................................... 201 
Tabela 4.22 – Consumo de Energia Elétrica (GWh) – Trajetória de Referência ...................... 201 
Tabela 4.23 - Evolução da capacidade instalada no Brasil a partir de fontes convencionais para o 
Cenário Base – Expansão da Matriz segundo IAEA......................................................... 203 
Tabela 4.24 – Estimativas de custos nivelados das fontes tradicionais..................................... 203 
 
xvi 
Tabela 4.25 – Parâmetros utilizados para as fontes renováveis participantes do PROINFA em 
sua segunda fase ................................................................................................................ 204 
Tabela 4.26 – Cenário 1: Participação exclusiva de cada uma das fontes participantes do 
PROINFA (Projeção: PDEE) ............................................................................................ 205 
Tabela 4.27 – Cenário 2: Divisão igualitária da energia disponível entre as fontes (Projeção: 
PDEE) ............................................................................................................................... 205 
Tabela 4.28 – Cenário 3: Divisão igualitária de potência entre as fontes (Projeção: PDEE).... 206 
Tabela 4.29 – Cenário 1: Participação exclusiva de cada uma das fontes participantes do 
PROINFA (Projeção: EMEB)........................................................................................... 206 
Tabela 4.30 – Cenário 2: Divisão igualitária da energia disponível entre as fontes (Projeção: 
EMEB) .............................................................................................................................. 206 
Tabela 4.31 – Cenário 3: Divisão igualitária de potência entre as fontes (Projeção: EMEB)... 207 
Tabela 4.32 - Resultados do PROINFA para o Cenário de uso exclusivo de cada uma das fontes 
participantes do programa. (Projeção: PDEE) .................................................................. 208 
Tabela 4.33 - Resultados do PROINFA para o Cenário de divisão igualitária da energia 
disponível entre as fontes participantes do programa. (Projeção: PDEE)......................... 208 
Tabela 4.34 - Resultados do PROINFA para o Cenário de divisão igualitária da potência 
instalada entre as fontes participantes do programa, (Projeção: PDEE) ........................... 209 
Tabela 4.35 - Resultados do PROINFA para o Cenário de uso exclusivo de cada uma das fontes 
participantes do programa. (Projeção: EMEB) ................................................................. 209 
Tabela 4.36 - Resultados do PROINFA para o Cenário de divisão igualitária da energia 
disponível entre as fontes participantes do programa. (Projeção: EMEB)........................ 210 
Tabela 4.37 - Resultados do PROINFA para o Cenário de divisão igualitária da potência 
instalada entre as fontes participantes do programa. (Projeção: EMEB) .......................... 210 
Tabela 4.38 – Participação do PROINFA na geração de energia elétrica em 2015 para os 
diversos cenários apresentados. (Projeção: PDEE)........................................................... 211 
Tabela 4.39 – Participação da energia eólica na geração de energia elétrica em 2015 para os 
diversos cenários apresentados. (Projeção: PDEE)........................................................... 211 
Tabela 4.40 – Participação do PROINFA na geração de energia elétrica em 2015 para os 
diversos cenários apresentados. (Projeção: EMEB).......................................................... 212 
Tabela 4.41 – Participação da energia eólica na geração de energia elétrica em 2019 para os 
diversos cenários apresentados. (Projeção: PDEE)........................................................... 212 
Tabela 5.1 - Estações utilizadas como referência para o APEB................................................ 218 
Tabela 5.2 – Valores da releitura do APEB agregados por faixa de Velocidade ...................... 224 
Tabela 5.3 – Valores acumulados da releitura do APEB .......................................................... 225 
Tabela 5.4 – Investimento inicial e custos de O&M de diversos empreendimentos eólicos. ... 226 
 
xvii 
Tabela 5.5 – Relação da menor distância entre o polígono e a costa e do percentual adicional ao 
investimento ...................................................................................................................... 228 
Tabela 5.6 – Valores econômicos utilizados na análise ............................................................ 229 
Tabela 5.7 - Valores da releitura do APEB agregados por faixa de custo de energia (US$/MWh)
........................................................................................................................................... 230 
Tabela 5.8 – Perfil da expansão da geração termelétrica não contratada.................................. 239 
Tabela 5.9 – Evolução da capacidade instalada da geração termelétrica no período 2015-2030
........................................................................................................................................... 239 
Tabela 5.10 – Alternativas de geração de energia elétrica para o período de 2015-2030 (MW)
........................................................................................................................................... 240 
Tabela 5.11 – Evolução da capacidade instalada da geração termelétrica no período 2011-2030 
compatível para um programa de redução de emissões no setor elétrico.......................... 241 
Tabela 5.12 – Distribuição regional da capacidade instalada da geração termelétrica no período 
2011-2030 ......................................................................................................................... 241 
Tabela 5.13 – Distribuição regional da energia elétrica gerada por termelétrica no período 2011-
2030................................................................................................................................... 241 
Tabela 5.14 – Potência necessária para substituição da geração termelétrica por fonte eólica em 
cada região brasileira......................................................................................................... 243 
Tabela 5.15 – Potência necessária para substituição da geração termelétrica por fonte eólica 
para todo o Brasil .............................................................................................................. 243 
Tabela 5.16 – Percentual do potencial eólico para geração de energia equivalente a expansão 
termelétrica a gás natural e a carvão para o período de 2011 a 2030................................ 244 
Tabela 5.17 – Valores da geração termelétrica utilizado no PNE – 2030................................. 246 
Tabela 5.18 – Valores adicionais para substituição da geração termelétrica pela geração eólica
...........................................................................................................................................246 
Tabela 5.19 – Potencial eólico realizável para todos os estados nordestinos (até 100 km da 
costa) ................................................................................................................................. 248 
Tabela 5.20 – Potencial eólico realizável acumulado para todos os estados nordestinos (até 100 
km da costa) ...................................................................................................................... 250 
Tabela 5.21– Valores do custo da energia para todos os estados nordestinos (até 100 km da 
costa) ................................................................................................................................. 252 
Tabela 5.22– Valores do custo da energia para a Região Nordestina (até 100 km da costa) .... 255 
Tabela 5.23– Relação de empregos no setor eólico europeu..................................................... 258 
Tabela 5.24 – Valores do potencial realizável por faixa de velocidade média anual do vento 
(Custo da energia limitada a 75 US$/MWh) ..................................................................... 260 
Tabela 5.25 – Valores do potencial realizável por faixa de velocidade média anula do vento 
(Custo da energia limitada a 60 US$/MWh) ..................................................................... 261 
 
xviii 
Tabela 5.26 – Potencial eólico realizável para faixas de custos de energia (valores acumulados)
........................................................................................................................................... 262 
Tabela 5.27 – Participação da energia eólica para os diversos cenários do PNE 2030............. 266 
Tabela 5.28 – Potência necessária para substituição da geração convencional por fonte eólica em 
cada região brasileira......................................................................................................... 268 
Tabela 5.29 – Localização dos melhores sítios para cada região brasileira (relação entre 
potencial necessário e potencial bruto) ............................................................................. 270 
Tabela 5.30 – Potência necessária para substituição da geração termelétrica por fonte eólica 
para todo o Brasil .............................................................................................................. 270 
Tabela 5.31 – Valores da energia gerada por fontes convencionais.......................................... 271 
Tabela 5.32 – Valores adicionais para substituição parcial do mix de geração pela geração eólica 
para cada região................................................................................................................. 273 
Tabela 5.33 – Valores adicionais para substituição parcial do mix de geração pela geração eólica 
para todo o Brasil .............................................................................................................. 273 
 
 
xix 
 
LISTA DE ABREVIATURAS 
 
 
ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica 
APEB – Atlas do Potencial Eólico Brasileiro 
AWEA - American Wind Energy Association 
BMU - Federal Ministry for the Environment, Nature Conservation and Nuclear Safety - DE 
BWE - Bundesverband WindEnergie (Associação Alemã de Energia Eólica) 
BWEA - British Wind Energy Association – 
CBEE – Centro Brasileiro de Energia Eólica 
CCC – Conta de Consumo de Combustível 
CCEE – Câmara de Comercialização de Energia Elétrica 
CCL - Climate Change Levy 
CDE - Conta de Desenvolvimento Energético 
CDG – Carl Duisberg Gesellschft 
CELPA – Companhia Elétrica do Pará 
CEMIG - Companhia Energética de Minas Gerais 
CEPEL - Centro de Pesquisas de Energia Elétrica 
CHESF - Companhia Hidroelétrica do São Francisco 
COELBA - Companhia Energética da Bahia 
COELCE - Companhia Energética do Ceará 
COPEL - Companhia Paranaense de Energia 
COPPE - Coordenação dos Programas de Pós Graduação de Engenharia 
CRESESB - Centro de Referência para Energia Solar e Eólica Sérgio de Salvo Brito 
CTA – Centro Técnico Aeroespacial 
DEWI - Deutsches Windenergie - Institut 
DOE – Department of Energy 
DTI - Department of Trade and Industry - UK 
EC - Commision of the European Communities 
EC – European Comission 
ELETROBRÁS - Centrais Elétricas Brasileiras S.A. 
ELETRONORTE - Centrais Elétricas do Norte 
EPE – Empresa de Pesquisa de Energia 
 
xx 
EWEA - European Wind Energy Association 
FAE – Fontes Alternativas de Energia Elétrica 
FC – Fator de Capacidade 
FFL - Fossil Fuel Levy 
GTEE - Grupo de Trabalho de Energia Eólica 
IEA – International Energy Agency 
INFRAERO – Infra-estrutura Aeroportuária 
INMET - Instituto Nacional de Meteorologia 
INPE - Instituto de Pesquisas Espaciais 
LEC - Levy Exemption Certificates 
LER - Lei das Energias Renováveis (Erneuerbare-Energien-Gesetz) 
LFE - Lei Feed-In de Eletricidade (Stromeinspeisungsgesetz) 
LI – Licença Ambiental de Instalação 
LP - Licença Prévia Ambiental 
MEASNET - Network of European Measuring Institutes 
MME – Ministério de Minas e Energia 
NETA - New Electricity Trading Arrangements 
NFFO - Non Fossil Fuel Obligation 
NFPA - Non-Fossil Purchasing Agency 
NI-NFFO - Northern Ireland Non-Fossil Fuel Obligation 
NIROC - Northern Ireland Renewables Obligation Certificates 
OFFER - Office of Electricity Regulation 
OFGEM - Office of Gas and Electricity Market 
ONS – Operadora Nacional do Sistema 
PDEE – Plano Decenal de Energia Elétrica 
PI - Produtor Independente 
PIA - Produtor Independente Autônomo 
PROINFA – Programa de Incentivos às Fontes Alternativas de Energia 
RGR – Reserva Global de Reversão 
RIS∅ - Riso National Laboratory 
RO - Renewable Obligation 
ROC - Renewable Obligation Certificate 
RPS - Renewable Portfolio Standard 
SIG – Sistema de Informação Geográfica 
 
xxi 
SRO - Sottish Renewable Order 
SROC - Scottish Renewable Obligation Certificates 
UFPE – Universidade Federal de Pernambuco 
UFRJ - Universidade Federal do Rio de Janeiro 
UNICAMP – Universidade de Campinas 
VN – Valor Normativo 
WAsP - Wind Atlas Analysis and Application Program 
WWEA – World Wind Energy Association 
 
 
 
1 
CAPÍTULO I 
 
 
1 INTRODUÇÃO GERAL 
 
 
A evolução da energia eólica ao longo dos últimos 20 anos mostrou significativos 
progressos tecnológicos e importantes reduções no custo da energia gerada. Não obstante, a 
energia eólica ainda é classificada como uma fonte alternativa de energia elétrica – FAE. De 
fato, com uma expressiva participação das fontes primárias de energia de origem fóssil na 
geração de energia elétrica, várias outras fontes de geração de energia elétrica passaram a ser 
estudadas e classificadas como fontes alternativas àquelas denominadas como convencionais. 
Assim, o termo FAE inclui a fonte que não é competitiva técnica (neste caso, por fatores 
tecnológicos ou de escala) ou economicamente (altos custos associados à energia gerada), 
comparada com as fontes convencionais tais como as grandes hidrelétricas, as termelétricas a 
carvão e as termelétricas a gás (GELLER, et al. 2004; FINON, et al. 2002; HAAS, et al. 2004; 
GELLER, 2003; SZKLO, 2006; SCHEER, 2002, 1995; TOLMASQUIM, 2004, 2005; IEA, 
2003 e 2004). 
O desenvolvimento das FAEs no mercado de energia elétrica necessita de políticas 
específicas para que diversas barreiras que impedem sua integração no mercado convencional 
de energia elétrica sejam superadas. A identificação das barreiras que as FAEs devem superar 
para o amadurecimento tecnológico e sua inserção no mercado convencional está diretamente 
associada à sua classificação como alternativa ao sistema energético convencional. Estas 
barreiras podem ser identificadas sob diversos pontos de vista, tais como: 
Falta de escala e escopo – Algumas FAEs não têm escala por suas características 
intrínsecas ou por seu nível de maturidade tecnológica. Muitas vezes por serem aplicadas em 
nichos de mercado específicos, como por exemplo em comunidadesde baixa renda ou em 
localidades isoladas, não apresentam ganhos de escala suficiente para uma aplicação mais 
abrangente. A falta de escopo também se apresenta como um obstáculo visto que algumas FAEs 
são associadas a apenas um serviço energético. 
Custos Privados – Uma vez somados os custos de geração apresentados das fontes 
convencionais com aqueles provenientes das externalidades associados à geração, impactos 
ambientais entre outros, os custos das FAEs podem se assemelhar aos das fontes convencionais 
podendo chegar a ser até menores. Apesar desta associação, os custos privados para FAEs ainda 
são maiores do que aqueles disponíveis para fontes convencionais. Como pode ser observado, 
 
2 
os custos privados não consideram fatores como as externalidades negativas das fontes 
convencionais. 
Trancamento Tecnológico – O desenvolvimento das FAEs depara-se com as infra-
estruturas de produção, transporte, distribuição, armazenagem e consumo das fontes 
convencionais de grande porte. Esta infra-estrutura que engloba todo o setor energético 
convencional apresenta-se como uma barreira para as FAEs nas propostas de mudanças de 
paradigmas, muitas vezes irreversíveis para a sociedade. 
Economia e Envergadura da Indústria Energética Convencional – O desenvolvimento 
das FAEs depara com toda a envergadura das indústrias energéticas associadas às fontes 
convencionais que as colocam em grande vantagem diante das FAEs principalmente na 
aquisição de financiamentos. Um exemplo da envergadura das indústrias energéticas associadas 
às fontes convencionais está na indústria mundial do petróleo onde, em 2002, quatro das 
maiores empresas de petróleo mundial (Exxon-Mobil, Shell, BP e Texaco-Chevron) 
responderam por 50% do faturamento das 25 maiores empresas de energia do mundo. 
(CHEVALIER, 2004) 
Barreira de Informação – A presença de assimetria de informações nos diversos estágios 
de implementação de projetos em FAEs acarreta em um maior custo de transação para o 
pequeno investidor dificultando assim a viabilidade de projetos de pequeno porte e a presença 
mais significativa de um número maior de investidores. 
Disponibilidade tecnológica e dos recursos – Algumas FAEs são baseadas em recursos 
de fluxo. O seu aproveitamento envolve a sua disponibilidade que é dada por funções 
estocásticas e pela própria existência do recurso local. Enquanto, em tese, recursos de estoque 
(finitos) podem ser transportados, recursos de fluxo estão disponíveis apenas onde seu potencial 
é identificado. A intermitência do recurso natural leva à não coincidência das curvas de 
disponibilidade e demanda, e à necessidade de sistemas de estocagem (que implica em maiores 
custos) ou no despacho imediato da energia gerada. 
Densidade energética – A fonte natural de uma determinada FAE pode apresentar uma 
baixa densidade energética. No caso da energia eólica, a massa de ar específica é muito baixa 
(1,25 kg/m3 contra cerca de 1.000 kg/m3 da água, por exemplo) acarretando a necessidade de 
uma grande área para geração de energia além do espaçamento entre elas para que o efeito de 
captação do fluxo de ar seja o menos turbulento possível. 
Qualidade da energia – A questão da flutuação de tensão está associada, sobretudo, às 
rápidas flutuações no nível do sistema de distribuição. Normalmente, o problema se dá em redes 
com baixo nível de proteção como ocorrem em redes rurais. A geração de harmônicos também 
influencia na qualidade de energia onde alguns modelos de turbinas eólicas, para atenderem aos 
níveis aceitáveis de produção de harmônicos, utilizam filtros capacitivos que oneram os 
projetos. A utilização de sistemas fotovoltaicos conectados à rede também apresentam 
 
3 
problemas de geração de harmônicos causados pela elevação e inversão de corrente contínua 
para corrente alternada. Apesar de todo o avanço tecnológico em diversas FAEs, a questão da 
qualidade de energia tem se mostrado uma barreira de contínuo esforço tecnológico em 
eletrônica de potência. 
 
As barreiras identificadas acima mostram que o desenvolvimento de FAEs deve estar 
associado a políticas específicas, com objetivos, critérios e mecanismos transparentes, de tal 
forma que sejam eficientes e também justificáveis, dado que representarão, normalmente, uma 
transferência de renda do consumidor de energia ou da sociedade como um todo (dependendo 
da política) para o produtor associado à FAE. 
O fato de que a energia eólica necessite de políticas específicas para o seu 
desenvolvimento é justificável por duas razões inerentes à sua tecnologia. A primeira razão está 
na sua característica de FAE e, como já apresentado, a maioria das barreiras que uma FAE 
precisa superar para adquirir amadurecimento no mercado energético de fontes convencionais 
também se enquadra para a energia eólica. A segunda razão é que a energia eólica apresenta 
vantagens que justificam o seu incentivo, principalmente as vantagens relativas às 
externalidades positivas1 da energia eólica. Assim, não se deve incentivar a energia eólica 
somente porque existem barreiras para seu desenvolvimento, mas também porque ela apresenta 
vantagens que trazem benefícios ao meio ambiente, à otimização do sistema de geração de 
eletricidade, à geração de empregos, entre outras. 
A energia eólica apresenta-se como uma importante opção energética visto os baixos 
impactos ambientais por ela produzidos. O aproveitamento dos ventos para geração de energia 
elétrica apresenta impactos ambientais desfavoráveis como por exemplo: impacto visual, ruído, 
interferência eletromagnética, ofuscamento e danos à fauna (EWEA, 2003; DEWI, 1996, 1998; 
EWEA, 2004; ISET, 2004). Essas características aparentemente negativas podem ser 
significativamente minimizadas, e até mesmo eliminadas, através de planejamento adequado e 
também da aplicação de novas tecnologias. Das características ambientais positivas da energia 
eólica podem ser citadas a não necessidade do uso da água como elemento motriz ou mesmo 
como fluido de refrigeração, e também a não produção de resíduos radioativos e emissões de 
poluentes atmosféricos. Além disso, 99% de uma área usada em um parque eólico pode ser 
 
1 O termo externalidade é utilizado para definir os benefícios ou danos causados pela geração de energia 
elétrica que não são contabilizados nos custos privados e consequentemente nos preços da eletricidade 
gerada. A não contabilização de tais custos pode mascarar o real custo da geração, desta forma, uma 
ponderação das externalidades ambientais do mercado convencional de energia deve ser realizada de 
forma a agregar valor aos benefícios ao meio ambiente advindos do uso de fontes renováveis como a 
energia eólica. 
 
4 
utilizada para outros fins, como a pecuária e atividades agrícolas (DEWI, 1996, 2005; 
CUSTÓDIO, 2004; CARVALHO, 2003). 
Além da utilização de um recurso renovável e abundante, a energia eólica também 
apresenta uma importante característica da não emissão de gases de efeito estufa2 durante sua 
operação. Estudo apresentado pela European Wind Energy Association – EWEA (1997) mostra 
que, quando comparada a outras tecnologias renováveis, a turbinas eólicas mostra-se como uma 
das alternativas mais baratas de redução das emissões de CO2 emitido em centrais termelétricas 
convencionais (entre 10 – 12 €/ton CO2 evitados para turbinas eólicas acima de 500 kW). 
Estudos realizados na Europa mostram que o tempo necessário para a recuperação da 
energia utilizada em todo o processo de instalação de um parque eólico, quando do início de seu 
funcionamento, está em torno de 3 a 5 meses. Já as emissões de CO2, fruto, não de sua 
operação, que é livre de emissões, mas sim das emissões contabilizadas na produção dos 
equipamentos, transporte e instalação, estão calculadas entre 7 e 10g CO2/kWh (HOLTTINEN 
et al, 2004; LENZEN e MUNKSGAARD, 2002; WEC, 1993). 
O ConselhoMundial de Energia em seu relatório “Renewable Energy Resources: 
Opportunities and Constraints 1990-2020”, publicou estudo comparativo das emissões de CO2 
proveniente da aplicação de distintas tecnologias de geração de eletricidade (WEC, 1993). Os 
valores apresentados no relatório da WEC mostram que, para emissões inferiores às da energia 
eólica (geotérmica, fotovoltaica, grandes hidroelétricas e solar térmica), somente as grandes 
hidrelétricas apresentam-se com custos de geração competitivos.3. 
Muitas das limitações tecnológicas da energia eólica no que diz respeito a aspectos 
ambientais foram superadas tornando-a ainda mais favorável sob aspectos ambientais. Novas 
concepções de sistemas de geração e o desenvolvimento de ferramentas computacionais para 
otimização dos componentes aerodinâmicos das turbinas eólicas possibilitaram o surgimento de 
máquinas mais potentes, mais silenciosas e mais eficientes4. O desenvolvimento de ferramentas 
computacionais possibilita ao projetista uma avaliação dos impactos ambientais antes da 
execução do projeto. Desta forma, questões como ruído (turbinas eólicas que utilizam caixa 
 
2 Gases de efeito estufa são assim denominados porque têm a propriedade de reter o calor irradiante da 
Terra.Existem mais de 70 desses gases, sendo os mais importantes, pelas características que possuem, o 
vapor d’água (H2O), o dióxido de carbono (CO2), o metano (CH4), o óxido nitroso (N2O), o ozônio 
troposférico (O3), o hexafloureto de enxofre (SF6), os clorofluorcarbono (CFCs), os hidrofluorcarbonos 
(HFCs) e os perfluorcarbonos (PFCs) (REIS, 2004). 
3 No entanto, é importante frisar que diversos estudos têm sido conduzidos no Brasil e Canadá, com o 
objetivo de quantificar o quão significativas são as emissões de gases de efeito estufa oriundas dos 
grandes reservatórios, em especial as emissões de metano (ROSA et al, 2004). 
4 Maiores informações sobre o desenvolvimento de turbinas eólicas podem ser obtidas através do tutorial 
tecnológico apresentado no Anexo 1. 
 
5 
multiplicadora apresentam ruído na faixa de 90 a 100 dB no alto da nacele5, (OHDE, 2004)) 
efeito sombra (projeção da turbina eólica no solo ao longo do dia) e impacto visual (mudança na 
paisagem local) podem ser avaliadas e seus impactos minimizados através de uma melhor 
adequação do posicionamento das turbinas eólicas no parque.(EWEA, 2004; MANWELL, 
2002; RISO, 2006; EMD, 2006; RESoft, 2006). 
A utilização de ferramentas computacionais de planejamento que apresente banco de 
dados sobre a fauna também possibilita a redução dos riscos de mortandade de pássaros através 
de colisões nas turbinas eólicas. Segundo MANWELL (2002), alguns critérios adotados na fase 
inicial de projeto podem reduzir significativamente as probabilidades de ocorrência de 
mortandades de pássaros em turbinas eólicas tais como: evitar corredores migratórios, evitar 
instalações de plantas eólicas em micro-habitats ou reservas; uso de torres apropriadas e o uso 
de transmissão de energia de forma subterrânea. Apesar dos dois exemplos mais críticos de 
mortalidade de pássaros por impactos devido a turbinas eólicas em Altamont Pass Califórnia - 
USA e La Tarifa – Espanha onde o planejamento dos projetos não levou em consideração as 
rotas migratórias (BIRDLIFE, 2003; SEGRILLO, 2003; WEC, 1993), a questão da mortalidade 
de pássaros é sujeita à grande discussão (YOUTH, 2003, EWEA, 2004). A Western EcoSystems 
Technology Inc. (2001) mostra estudos que entre 100 milhões e 1 bilhão de aves mortas nos 
Estados Unidos são provenientes de colisões em estruturas artificiais como veículos, prédios, 
janelas e torres de comunicação e transmissão de energia. Os valores apontados para plantas 
eólicas representam cerca de 0,01 a 0,02% das mortalidades anuais de pássaros nos Estados 
Unidos. Apesar de ser um percentual reduzido, a questão dos pássaros pode ser minimizada 
através de boas práticas já consagradas (EWEA, 2004; UNITED NATIONS, 2002; EU 
Directive 85/337/EEC) 
Ademais, uma importante característica da energia eólica é a possibilidade de que, em 
alguns sítios, o regime dos ventos complemente o regime hídrico de rios e bacias nos períodos 
de seca. Esta complementaridade entre o recurso eólico e o hídrico, já constatado em vários 
países, possibilita que a oferta de energia elétrica a partir de hidrelétricas possa ser regulada 
também por uma fonte renovável. 
Por exemplo, países como Estados Unidos, Canadá e Tanzânia apresentam localidades 
onde o perfil do vento ao longo do ano complementa o regime hídrico principalmente nos 
períodos de seca. Geralmente estes sítios apresentam-se próximos a grandes bacias onde 
grandes hidrelétricas estão instaladas (BROOKS et al., 2005;. KAINKWA, 1999). Estudos 
conduzidos pela Universidade de Roskilde na Dinamarca concluíram haver uma 
complementaridade no sistema hidráulico da Suécia e Noruega que permite firmar a oferta de 
 
5 A uma distância entre 200 a 300m, este ruído é reduzido para uma faixa de 45 a 50 dB que pode ser 
comparado ao ruído moderado encontrado em um escritório (EWEA, 2004). 
 
6 
energia nos meses secos daqueles países sem prejuízo aos níveis de segurança na estabilidade de 
fornecimento (MEIBOM et al. 1999). Este efeito de complementaridade também é verificado no 
Brasil. BITTENCOURT et al. (1999) mostram que o efeito de complementaridade apresenta 
uma correlação mais acentuada na Região Nordeste, relacionando o potencial da costa do Ceará 
com o regime hídrico do reservatório de Sobradinho; e na Região Sudeste, comparando a 
geração eólica instalada na região de Palmas – PR com o regime hídrico da Região Sudeste. 
Com o predomínio da geração hidrelétrica no Brasil, a estabilização sazonal da oferta de energia 
tem sido um desafio histórico ao planejamento da operação dos sistemas interligados. A 
complementaridade hídrico-eólica representa uma forma de minimizar os riscos de déficit da 
capacidade de armazenamento nas barragens durante as estações secas críticas, através de uma 
geração também renovável de energia elétrica. 
Algumas políticas específicas para o desenvolvimento da energia eólica têm mostrado 
grande eficácia no fortalecimento da indústria de equipamentos eólicos e também nos setores de 
serviços relacionados. Especificamente sobre o desenvolvimento industrial, países que 
implementam programas baseados no preço tendem a ter crescimento mais rápido do que outras 
configurações de políticas6. Diante dos objetivos, das metas e dos mecanismos usados para 
aplicação de políticas de desenvolvimento de energia eólica, o suprimento de turbinas eólicas 
pode ser feito através de importações ou através de indústrias do mercado interno. A 
configuração das políticas adotadas é que ditará o ritmo do crescimento industrial interno. 
Assim, o objetivo de desenvolver ou não endogenamente a tecnologia eólica deverá afetar o tipo 
de mecanismo de incentivo a ser adotado. 
Sobre a geração de empregos, GOLDEMBERG (2004) apresenta a relação de 
empregos-ano para diferentes fontes de energia durante a extração do combustível (onde for 
pertinente) e sua geração de energia elétrica. A tabela 1.1 mostra estes valores. Como pode ser 
observada, a energia eólica apresenta uma faixa de valores de geração de empregos inferior 
somente ao da geração fotovoltaica e da biomassa a partir da cana de açúcar. 
 
 
6 No Capítulo 2, são apresentados vários mecanismo de políticas de incentivo a fontes alternativas de 
geração renovável de energia elétrica. Estes mecanismos são analisados ao longo da tese com maiores 
detalhes. 
 
7 
Tabela 1.1 – Emprego nos diversos setores energéticos7 
Setor Empregos. Ano/MTEP 
(Produção de Combustível) 
Empregos 
(profissionais-ano)/TWh 
(Produção do combustível + 
Geração de energia) 
Petróleo1369 260 
Petróleo Offshore1 450 265 
Gás Natural1 428 250 
Carvão1 925 370 
Nuclear2 100 75 
Lenha3 733 – 1.067 
Hidrelétricas4 250 
PCH5 120 
Eólica 918(5) – 2.400(6) 
Fotovoltaico 29.580(7) – 107.000(5) 
Etanol (de cana de açúcar)8 3711 - 5392 
Fonte: (1) GRASSI (1996); (2) ELECTRIC POWER INTERNATIONAL (1995) apud GRASSI 
(1996); (3) GRASSI (1996); (4) CARVALHO AND SZWARCZ (2001); (5) PEREZ (2001); (6) IEA 
(2002); (7) REPP (2001), IEA (2002); (8) ÚNICA (2003). 
 
Apesar de não ser a fonte energética que mais gera empregos, o desenvolvimento de 
indústrias locais para o fornecimento de turbinas eólicas pode ser realizado a partir da adoção de 
políticas de longo prazo. 
Finalmente, uma das mais importantes qualidades da energia eólica está justamente da 
geração de energia elétrica a partir do recurso renovável vento. A utilização de recursos 
renováveis provenientes dos diversos ciclos da natureza tem assumido relevância, 
principalmente devido aos conflitos geopolíticos que envolvem as fontes de origem fósseis e 
pelos efeitos de aquecimento global. A energia eólica tem se mostrada madura o suficiente para 
uma participação mais agressiva na matriz de geração de energia elétrica mundial. Estudos 
realizados por EWEA e GREENPEACE (2004) mostram a viabilidade tanto na disponibilidade 
 
7 Apesar da indicação de que a fonte solar fotovoltaica apresenta a maior faixa de número de empregos, o 
valor de 107.000 empregos gerados é questionável pela sua magnitude. Não foi apresentado nenhum 
critério pelo qual o número foi concebido (somente a indicação da fonte utilizada) tornando-o mais 
confiável. Para maiores detalhes sobre os valores do número de empregos apresentados, consultar 
GOLDEMBERG (2004) 
 
8 
de recursos quanto no desenvolvimento tecnológico, sendo a energia eólica capar de prover 12% 
da demanda mundial por energia elétrica até 2020. 
 
A trilha histórica da energia eólica no mundo foi marcada por várias descontinuidades ao 
longo do século XX. Durante toda a primeira metade do século XX até mesmo depois da II 
Guerra Mundial, as FAEs apresentaram desenvolvimento tecnológico lento e muitas vezes de 
forma descontínua (SCHEER,1995; SPERA, 1994). A energia eólica, que é o foco desta tese, 
foi um exemplo tecnológico de desenvolvimento descontínuo. As aplicações em larga escala 
foram motivadas, no início do século XX, pela expansão territorial dos Estados Unidos e Rússia 
que utilizaram aerogeradores de pequeno porte para eletrificação rural (CHESF-BRASCEP, 
1987; JACOBS, 1973; SHEFHERD, 1994). Todas as tentativas de desenvolvimento tecnológico 
de aerogeradores de grande porte conectado a rede não passaram de alguns protótipos cuja vida 
útil não excediam alguns anos de operação (SHEFHERD, 1994; VOADEN, 1943; PUTNAM, 
1948; KOEPPL, 1982).8 
Pela característica de FAE, a energia eólica experimentou apogeus e declínios conforme a 
situação mundial de abastecimento de combustíveis fósseis. Este fato pode ser exemplificado 
pela adoção de linhas de pesquisa em vários países durante a Segunda Guerra Mundial devido à 
escassez de petróleo, visto que o combustível era intensamente utilizado no esforço de guerra de 
diversos países (SPERA, 1994). Tão logo a guerra encerrou-se, os combustíveis fósseis 
voltaram a tomar posição hegemônica no cenário energético mundial e as fontes alternativas de 
energia, em especial a energia eólica, passaram a não mais contar com os recursos dispensados 
para pesquisa e desenvolvimento (BARBALHO, 1987). 
De certa forma, muito poucos projetos em energia eólica prosseguiram após o início da 
segunda metade do século XX (SPERA, 1994). Dentro das novas tecnologias de geração de 
energia elétrica, também existia a perspectiva de que a energia nuclear viesse a ser uma fonte 
segura e barata (BARBALHO, 1987; LEITE, 1997). Nesse cenário, os projetos de 
aerogeradores se restringiam somente a estudos acadêmicos sem nenhum grande interesse 
comercial. 
Em outubro de 1973, a economia mundial foi fortemente abalada pelo choque das altas 
sucessivas do preço do petróleo. O primeiro aumento do petróleo eleva o preço do barril de US$ 
1,77 em 1972, para US$ 11,65 em novembro de 1973 (MARTIN, 1992). Depois de cinco anos 
de relativa estabilidade, um novo choque eleva o preço de referência do barril de petróleo para 
 
8 Vários modelos de turbinas eólicas conectadas a rede foram construídas na primeira metade do Século 
XX. A potência dos protótipos desenvolvidos variavam de centenas de quilowatts até a faixa de 
megawatts (SPERA, 1994). Para maiores informações sobre o desenvolvimento tecnológico 
contemporâneo consultar o Anexo 1. 
 
9 
valores superiores a US$ 35,00/b no decorrer do quarto trimestre de 1979 (MARTIN, 1992). 
Todos os países importadores pertencentes a OCDE reagiram com rapidez à elevação dos 
preços9. A International Energy Agency (IEA), criada em 1974, diante desse problema, propõe 
para os países membros da OCDE diretivas para a redução da parte do petróleo da OPEP em 
seus abastecimentos energéticos. Nas diretivas propostas, três são os objetivos gerais: (1) 
Diversificar as fontes de importação de petróleo, (2) Substituir o petróleo por outras fontes de 
energia, (3) Utilizar a energia com mais racionalidade (MARTIN, 1992). 
Os dois choques do preço do petróleo propiciaram a retomada de investimentos em 
energia eólica. As pesquisas e investimentos estavam direcionados ao uso de turbinas eólicas 
conectados às redes operadas por usinas termelétricas. Com o aumento do preço do 
combustível, o custo da energia gerada em usinas termelétricas justificava economicamente a 
retomada de investimentos no setor eólico de grande porte. Países como Estados Unidos, 
Alemanha e Suécia iniciaram seus investimentos na pesquisa de novos modelos a partir de então 
(DUTRA, 2001). 
Neste momento em que o setor elétrico mundial retomava investimentos em FAEs, 
também se iniciou a discussão sobre os impactos e riscos ambientais acarretados em toda a 
cadeia energética. As pressões ambientais direcionadas para o setor de geração de energia 
elétrica apresentaram-se mais fortes após os acidentes nos reatores de Three Mile Island em 
1979, nos Estados Unidos e, mais tarde, em 1986 na cidade de Chernobyl, na ex-União 
Soviética (SCHEER, 1995, 2002; LEITE, 1997). Estes acidentes forçaram a comunidade 
mundial a procurar fontes mais seguras, confiáveis e com menor risco ambiental para o 
fornecimento de energia elétrica. Dentro dos novos paradigmas por fontes com menores riscos 
ambientais, predominantes nas décadas de oitenta e noventa, criou-se um ambiente favorável e 
altamente promissor para o desenvolvimento das fontes renováveis de energia, em particular da 
energia eólica. Vários países como Alemanha, Dinamarca e Estados Unidos, entre outros, 
engajaram-se no desenvolvimento de tecnologia e expansão do parque industrial. Com 
incentivos e subsídios no setor, a indústria da energia eólica alavancou recursos a ponto de se 
fixar no mercado mundial com tecnologia, qualidade e confiabilidade. 
Atualmente, as fontes renováveis de energia elétrica, de uma forma geral, mostram-se 
como uma das soluções energéticas para as mudanças climáticas globais. Durante o último 
século, as concentrações de CO2 na atmosfera têm aumentado substancialmente. Isto ocorre, em 
 
9 Não é foco desta tese a análise mais detalhada do efeito da crise do petróleo sobre as fontes renováveis 
de energia elétrica durante a década de setenta e início de oitenta. Para maiores informações sobre este 
assunto consultar SCHEER (1995, 2002); ZITTEL E SCHINDLER (2005); SALAMEH (2004); IEA 
(2006); SMITH (2005), WILKINS (2002); ELIOTT (1977, 2003); JOHANSSON E BURNHAM (1993); 
PERLIN (1999); CAMPBELL (2005) 
 
10 
grande parte, devidoao incremento do uso dos combustíveis fósseis ao longo do processo do 
desenvolvimento humano, bem como por outros fatores que estão relacionados com o aumento 
da população e ampliação do consumo de bens e serviços, além das mudanças registradas 
quanto ao uso do solo (SILVA, 2006). 
O terceiro relatório do Painel Intergovernamental sobre Mudança do Clima – IPCC 
(2001)10 apresenta evidências que confirmam que o clima do planeta está mudando como 
resultado das atividades humanas na Terra, e majoritariamente devido ao uso dos combustíveis 
fósseis. Nesse cenário, os efeitos da intensificação dos gases de efeito estufa, devido às 
emissões antropogênicas é um conceito aceito como fato: os cientistas do IPCC alertam para a 
urgente necessidade de adoção de mudanças na estrutura econômica mundial e, principalmente 
no que se refere ao mercado de energia. Nesse sentido, a Comissão Européia vem somando 
esforços para reduzir as emissões provenientes de seus estados membros. Tais ações fortificam 
os objetivos descritos da Convenção Quadro das Nações Unidas sobre Mudança do Clima11 e do 
Protocolo de Quioto12. 
 
10 O Programa das Nações Unidas para o Meio Ambiente – PNUMA, juntamente com a Organização 
Meteorológica Mundial - OMM, criaram no ano de 1998 o Painel Intergovernamental sobre Mudança do 
Clima - IPCC, objetivando: i) analisar as informações científicas disponíveis sobre a mudança climática; 
ii) avaliar as possíveis repercussões sócio-econômico-ambientais decorrentes das mudanças do clima e iii) 
estabelecer estratégias de atuação sobre as mudanças climáticas e seus impactos sobre o planeta. 
11 A resolução 45/212-1990, das Nações Unidas criou um Comitê Intergovernamental de Negociação com 
o objetivo de elaborar uma Convenção Quadro sobre Mudança do Clima. Após um ano e meio de 
negociações em cinco rodadas de negociação foi elaborada em maio de 1992 a Convenção Quadro sobre 
Mudança do Clima. Durante a Conferência das Nações Unidas, esta Convenção assinada por 155 Estados 
entrou em vigor em março de 1994. 
A Convenção Quadro sobre Mudança do Clima em seu artigo 2o estabelece que o seu objetivo principal 
consiste em alcançar a estabilização das concentrações dos gases de efeito estufa na atmosfera a um nível 
que impeça interferências antropogênicas perigosas ao sistema climático. Os níveis de estabilização 
devem ser atingidos em um prazo tal que possa permitir que os ecossistemas se adaptem naturalmente às 
mudanças climáticas, garantindo assim segurança na produção de alimentos e o desenvolvimento 
econômico em bases sustentáveis. 
12 Um protocolo é um acordo internacional autônomo, mas vinculado a um tratado já existente. Isso 
significa que o Protocolo de Quito compartilha as preocupações e os princípios estabelecidos na 
Convenção Quadro sobre Mudança do Clima agregando compromissos mais enérgicos e detalhados que 
os estipulados na Convenção. 
O Protocolo de Quioto, adotado em 1997 durante a terceira seção da Convenção das Partes – COP, entrou 
em período de vigência em março de 2005. Este protocolo estabelece um compromisso específico de 
redução de emissões líquidas de gases de efeito estufa para os principais países desenvolvidos e em 
economias de transição (SILVA, 2006). 
 
11 
As fontes renováveis de energia elétrica, em especial a energia eólica, vêm ganhando 
ainda maior notoriedade e incentivos, visto sua característica renovável e de redução das 
emissões de carbono da geração termelétrica (SCHEER, 1995, 2002). 
Após a fase de incentivos para o desenvolvimento tecnológico, a energia eólica passou a 
trilhar pelo caminho do desenvolvimento de um mercado que a conduzisse a um estágio mais 
competitivo. Mesmo com a continuidade de programas de P&D, a energia eólica, como outras 
FAEs derivadas de fontes renováveis de energia, deveria se desenvolver no âmbito de um 
mercado de energia elétrica específico. Políticas de incentivos focadas no preço e/ou na 
quantidade de energia gerada foram implementadas para o desenvolvimento de um mercado de 
energia eólica em diversos países. Além da remuneração pela energia gerada, outros meios de 
incentivos também foram adotados tais como linhas de crédito especiais para empreendimentos 
renováveis, além de medidas fiscais incentivando projetos. Mesmo com algumas políticas de 
incentivos a fontes renováveis de energia iniciadas na década de setenta tais como o Public 
Utility Regulatory Policies Act - PURPA (1978) dos Estados Unidos e, já no inicio da década de 
oitenta, a Lei de Conservação de Energia (1989) da Espanha e a Lei de Apoio para Utilização de 
Fontes Renováveis de Energia Elétrica (1981) da Dinamarca, vários outros países iniciaram suas 
políticas de incentivos a partir do final da década de oitenta. Vários países tais como Holanda, 
Luxemburgo, França Bélgica, Turquia, Grécia, Finlândia, Japão e Itália têm mantido políticas 
de incentivo a fontes renováveis de energia elétrica aplicando ajustes nas leis, sempre que 
necessário, de forma a melhor adaptá-las à evolução tecnológica e às novas demandas 
energéticas. 
O resultado das políticas de incentivos aplicadas nos anos noventa até o momento pode 
ser avaliado sob diversos pontos de vista. Divididas em dois grandes grupos, as políticas de 
incentivos podem ser classificadas como aquelas focadas no preço (como é o caso do sistema 
Feed-In) e aquelas focadas na quantidade (Sistema de Leilão e o Sistema de Cotas). O 
mecanismo mais utilizado mundialmente para o desenvolvimento de mercados de geração 
renovável de eletricidade, em especial a energia eólica, tem sido o Sistema Feed-In. Apesar das 
críticas em sua implementação, principalmente sobre os valores pagos pela energia elétrica 
gerada, o sistema Feed-In promoveu não só o crescimento do número de projetos mas também o 
desenvolvimento da indústria eólica e, continuamente, o desenvolvimento tecnológico voltado 
para as turbinas mais confiáveis e de maiores potência. O progresso tecnológico, em grande 
parte financiado pelo próprio sistema de incentivo, apresentou um rápido ritmo de crescimento 
tanto na potência gerada (neste caso, na aplicação de diversas configurações de geração e no 
 
12 
crescimento do tamanho das turbinas) quanto no sistema de controle e na qualidade de energia 
tanto para aplicações on-shore quanto para as aplicações off-shore13. 
O rápido desenvolvimento do mercado eólico visto na década de noventa pode ser 
avaliado pela potência eólica instalada mundialmente no período. Em 1990 aproximadamente 
21.000 turbinas encontravam-se em operação somando um total de aproximadamente 2 GW 
instalados (WEC,1994). Os modelos utilizados na época apresentavam, em média, potência de 
100kW com 40 metros de altura e pás entre 17 a 20 metros de comprimento (WEC, 1994; IEA, 
1991) No final de 2005, quinze anos após, existem aproximadamente 50.000 turbinas em 
funcionamento somando um total de aproximadamente 59 GW instalados (WWEA, 2006). Os 
modelos comerciais disponíveis atualmente superam, em média, a faixa de 2 MW. Vários 
protótipos de 4 a 5 MW já se encontram em operação objetivando aplicações off-shore. Segundo 
a World Wind Energy Association – WWEA (2006), a potência total instalada no mundo deverá 
ter se aproximado de 70 GW ao final de 2006 alcançando 120 GW até 2010. O mercado eólico 
mundial emprega aproximadamente 230 mil profissionais nos mais diversos segmentos tais 
como na manufatura, nos serviços técnicos e financeiros, nos projetos de engenharia, pesquisas, 
marketing, etc. (WWEA, 2006) 
O Brasil, no contexto mundial do desenvolvimento da energia eólica, apresenta-se de 
forma ainda tímida, visto o seu grande potencial. Todo o contexto político do setor elétrico 
brasileiro possibilitou que, até meados de 2003, aproximadamente 28 MW de projetos eólicos 
estivessem em operação, dos quais, 26,5 em produção comercial (ANEEL, 2005). Quanto ao 
potencial